СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УНОСА ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СЕПАРАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ Российский патент 2024 года по МПК B01D53/44 G01N30/02 

Заявленное изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для определения величины уноса капельной жидкости на установках комплексной подготовки газа и конденсата (далее УКПГ).

На УКПГ для подготовки пластового флюида газоконденсатных залежей обычно применяют низкотемпературную сепарацию (далее НТС), сущность которой заключается в конденсации жидкости из газа во время его охлаждении. При этом установки содержат несколько ступеней сепарации с окончательной осушкой и отбензиниванием газа в низкотемпературном сепараторе. Основным показателем эффективности низкотемпературных сепараторов является величина уноса капельной жидкости (нестабильного конденсата). Определение уноса капельной жидкости осуществляется прямыми или косвенными методами. Причем результаты, полученные с помощью различных методов для измерения капельного уноса и используемых для этого устройств, существенно отличаются, что свидетельствует о наличии проблемы обеспечения точности определения уноса капельной жидкости из сепараторов.

Прямые методы основаны на измерении объема (объемный метод) или массы (массовый метод) жидкости, выделяющейся из газового потока, с помощью специальных устройств.

Известен способ измерения уноса примесей с газовым потоком, включающий изокинетический отбор части потока газа из основного, подачу его на сепарацию, накопление и измерение отделенных примесей, при этом очищенный газовый поток возвращают в основной газовый поток в точку пониженного давления, организуемую за точкой отбора частичным перекрытием основного газового потока запорным органом (патент на изобретение RU 2606099, МПК B01D 53/26, G01N 1/22, опубликовано: 10.01.2017). Недостатком известного способа является высокая погрешность получаемых результатов измерений, выполняемых на низкотемпературных сепараторах, что связано со сложностью в обеспечении представительной пробы. При проведении измерений недостаточно корректно учитывается влияние местных сопротивлений, влияющих на распределение скоростей и завихрения потока газа, поскольку отсутствие информации о распределении скоростей по сечению газопровода не позволяет точно соблюсти условие изокинетичности при отборе проб исследуемого газа.

Известен детектор контроля капельного уноса, включающий зонд, размещаемый в потоке контролируемого газа, микрогидроциклон для формирования центробежного потока газа, соединенный входной трубкой с зондом, а выходной трубкой - с узлом учета газа, ультразвуковой уровнемер для определения толщины слоев каждой из несмешивающихся жидкостей, состоящий из ультразвукового генератора, излучателя и приемника ультразвуковых колебаний, электронного блока ультразвукового уровнемера, и измерительной камеры, размещенной в нижней части микрогидроциклона, при этом излучатель и приемник ультразвуковых колебаний установлены в измерительной камере, а электронный блок ультразвукового уровнемера подключен к дистанционному автоматическому блоку, предназначенному для расчета и дистанционной индикации массы и процентного содержания жидкостей, выносимых потоком контролируемого газа (патент на изобретение RU 2460045, МПК G01F 1/52, B01D 53/24, опубликовано: 27.08.2012). Недостатком известного изобретения является высокая погрешность результатов измерений, выполненных на низкотемпературных сепараторах, что связано с высоким содержанием капельной жидкости в газе (до 200 г/м³), с наличием фазовых переходов в полости микрогидроциклона, а также с вышеуказанными проблемами в обеспечении представительности пробы.

Известен способ определения капельного уноса углеводородной жидкости из промысловых установок низкотемпературной сепарации (УНТС) природного газа, заключающийся в том, что на выходе из концевого низкотемпературного сепаратора УНТС осуществляют отбор предварительной пробы природного газа, которую нагревают, очищают от примесей, понижают давление природного газа, содержащегося в предварительной пробе, до давления, равного давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, а затем осуществляют двухступенчатую низкотемпературную сепарацию предварительной пробы с пропуском ее по линии подвода природного газа в сепарационный блок, состоящий из первого и второго узлов сепарации и погруженный в ванну термокриостата, обеспечивающую поддержание в сепарационном блоке температуры, равной температуре в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, и отводом по линии отвода природного газа, по окончании двухступенчатой низкотемпературной сепарации проводят определение значения предварительной массы сепарационного блока m₁, который отсоединяют от упомянутых линий, определяют давление природного газа в узлах сепарации, затем снижают давление в них до давления, равного давлению в концевом низкотемпературном сепараторе УНТС, далее отсоединяют узлы сепарации друг от друга, герметизируют их входы и выходы посредством герметизирующих заглушек и извлекают их из ванны термокриостата, а затем проводят проверку на утечку природного газа, очищают и проводят термоосушку, после которой узлы сепарации охлаждают до комнатной температуры, взвешивают каждый из узлов сепарации, суммируют их массы и получают предварительное значение массы сепарационного блока m₁, г, затем снимают герметизирующие заглушки, соединяют между собой узлы сепарации в сепарационный блок, присоединяют его к линиям подачи и отвода природного газа и осуществляют отбор основной пробы природного газа на выходе из концевого низкотемпературного сепаратора УНТС, которую в таком же порядке, как и предварительную пробу, подвергают двухступенчатой низкотемпературной сепарации, после чего проводят определение значения основной массы сепарационного блока m₂ в порядке, аналогичном порядку проведения определения предварительной массы сепарационного блока m₁, определяют компонентный состав и плотность природного газа, содержащегося в основной пробе, пропущенной через сепарационный блок ρ_г, г/см³, и, кроме того, в ходе проведения двухступенчатой низкотемпературной сепарации основной пробы природного газа осуществляют отбор проб разгазированного углеводородного конденсата из сепарационного блока и проводят определение его компонентного состава и плотности ρ_к, г/см³, далее определяют объем V основной пробы природного газа как разность показаний средства измерений объема в начале и в конце пропускания основной пробы природного газа, приводят объем V к стандартным условиям (t=20,0°C, р=101,325 кПа) и получают объем основной пробы пропущенного газа V*, м³, при стандартных условиях, после чего определяют капельный унос углеводородной жидкости из промысловых УНТС ρ_ку, г/м³, по формуле:

где V* - объем основной пробы природного газа при стандартных условиях, м³;

m_к - масса образовавшегося в сепарационном блоке разгазированного углеводородного конденсата, г, которая вычисляется по формуле:

где ρ_г - плотность природного газа, содержащегося в основной пробе, пропущенной через сепарационный блок, г/см³;

ρ_к - плотность образовавшегося в сепарационном блоке разгазированного углеводородного конденсата, г/см³ (патент на изобретение RU 2768130, МПК B01D 3/13, B01D 3/42, Опубликовано: 23.03.2022). Недостатками известного способа являются его сложность и необходимость использования дорогостоящего оборудования.

Применяемым на практике более ранним методикам прямого измерения уноса капельной жидкости на УКПГ присущи значительные погрешности при высоких давлении и содержании капельной жидкости в газе (Методика и устройство измерения уноса капельной жидкости на установках подготовки газа / М.Н. Ахлямов, Ф.А. Байгузин, И.М. Шигапов, Г.М. Хайруллин // Газовая промышленность. - 2009. - №4. - С. 79-81). Причем зачастую погрешности измерения капельного уноса жидкости сопоставимы с самими значениями измеряемой величины и, таким образом, могут рассматриваться только как качественные показатели оценки эффективности НТС (Основные результаты испытаний сепараторов различных конструкций на объектах ОАО «Газпром» и направления их дальнейшего совершенствования / В.А. Толстов // Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - 2004. - №8. - С. 36-51).

С учетом сложности реализации и существенной погрешности прямых методов измерения на выходе из НТС весьма актуальным представляется развитие косвенных методов (Перспективные методы определения капельного уноса углеводородов с установок низкотемпературной сепарации природного газа / Б.Д. Донских, В.А. Истомин, С.В. Крашенников, Г.Н. Русанова // Вести газовой науки. - 2012. - №3 (11). - С. 265-281). Метод точки росы (Метод точки росы для оценки капельного уноса углеводородов в процессе подготовки газа валанжинских залежей / В.А. Истомин, И.В. Колинченко, A.M. Деревягин // Наука и техника в газовой промышленности. - 2006. - №4. - С. 37-41), использующийся в ООО «Газпром добыча Уренгой» для оценки сепарационной эффективности на УКПГ валанжинских залежей наряду с прямыми методами, заключается в определении разности между температурой точки росы и температурой сепарации газа, по которой с использованием термодинамической модели установки подготовки сырого газа, построенной в программном обеспечении, расчетным путем оценивается унос тяжелых углеводородов в капельном виде. Однако данная методика не нашла своего применения для оценки эффективности НТС УКПГ ачимовских залежей, поскольку при моделировании принимается следующее допущение: состав жидкости, уносимой с газом сепарации, соответствует составу отсепарированной жидкости. В действительности же жидкость, отделяемая в различных частях НТС УКПГ ачимовских залежей, может отличаться по составу: более тяжелые фракции во входной части и более легкие, которые, вероятнее всего, унесутся с потоком газа, в фильтрующей секции. Таким образом, не исключено, что результаты, полученные методом точки росы на УКПГ ачимовских залежей, могут быть заниженными по причине высокого содержания конденсата в пластовом флюиде и на входе в низкотемпературный сепаратор.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является хроматографический метод (Перспективные методы определения капельного уноса углеводородов с установок низкотемпературной сепарации природного газа / Б.Д. Донских, В.А. Истомин, С.В. Крашенников, Г.Н. Русанова // Вести газовой науки. - 2012. - №3 (11). - С.265-281), который лишен погрешностей, вызванных непредставительной пробой, и позволяет с достаточной точностью определить фактический унос углеводородной жидкости с учетом растворенных легких компонентов. Его суть заключается в хроматографическом исследовании представительной пробы газа, не содержащего капельной жидкости и отобранного до и после низкотемпературного сепаратора: первая точка отбора пробы располагается после первичного сепаратора до охлаждающего теплообменника, вторая - после теплообменника по обратному потоку газа. Далее проводится хроматографический анализ отобранных проб, а также сравнение составов газа сепарации: рассчитанного в математической модели технологической нитки с помощью программного комплекса (на основании пробы, отобранной из первой точки) и измеренного после низкотемпературного сепаратора (на основании второй пробы). Величина капельного уноса рассчитывается по разнице молярных долей двух составов при известных молекулярных массах компонентов. Недостатками известного способа является невозможность на практике отбора представительной пробы газа после первичного сепаратора (в первой точке) по причине наличия в ней капельной жидкости, а также значительная сложность моделирования технологического процесса по причине необходимости моделирования всей технологической нитки подготовки газа.

Задачей заявляемого изобретения является устранение указанных недостатков, а технический результат заключается в повышении точности определения состава газа на выходе из технологического оборудования УКПГ при одновременном сокращении времени для определения уноса капельной жидкости.

Поставленная задача решается, а указанный технический результат достигается за счет того, что способ определения уноса жидких углеводородов из сепарационного оборудования включает нагрев осушенного природного газа на выходе из низкотемпературного сепаратора УКПГ в одной или нескольких ступенях теплообменного оборудования и/или сжатие в компрессорной части турбодетандерного агрегата, отбор пробы газа в пробоотборное устройство, хроматографический анализ отобранной пробы с определением компонентно-фракционного состава газа и определение величины уноса капельной жидкости путем расчета отношения массового расхода жидкости и объемного расхода газа, приведенного к нормальным условиям, значения которых получены в среде технологического моделирования, где создается модель измерителя уноса капельной жидкости, представляющего собой сепаратор, а в качестве исходных данных используются компонентно-фракционный состав газа, определенный в результате хроматографического анализа, термобарические параметры и расход, соответствующие фактическим значениям параметров в исследуемом низкотемпературном сепараторе в момент отбора пробы.

Выходящий из низкотемпературного сепаратора УКПГ осушенный природный газ, представляющий собой газожидкостную смесь, нагревается и/или сжимается для испарения унесенной с газом капельной жидкости, что обеспечивает однофазность (отсутствие капельной жидкости) пробы при отборе. Определение компонентно-фракционного состава анализируемого газа при хроматографическом анализе отобранной пробы позволяет увеличить точность определения уноса капельной жидкости для каждого компонента и фракции с различной температурой кипения благодаря использованию указанных данных при последующем технологическом моделировании измерителя уноса капельной жидкости.

Заявляемое изобретение реализуется следующим образом. Осушенный природный газ на выходе из низкотемпературного сепаратора УКПГ нагревается в одной или нескольких ступенях теплообменного оборудования и/или дожимается в компрессорной части турбодетандерного агрегата. При нагревании газа происходит испарение унесенной капельной жидкости и ее переход в газовую фазу. Далее осуществляется отбор пробы газа в пробоотборное устройство, которую подвергают хроматографическому анализу с определением компонентно-фракционного состава газа.

После хроматографического анализа отобранной пробы в среде технологического моделирования создается модель измерителя уноса капельной жидкости, представляющего собой сепаратор. Для входящего в моделируемый сепаратор потока задается компонентно-фракционный состав газа сепарации, полученный в результате хроматографического анализа пробы газа, вводятся термобарические параметры и расход, соответствующие фактическим значениям соответствующих параметров в исследуемом низкотемпературном сепараторе в момент отбора пробы. Величину уноса капельной жидкости рассчитывают, как отношение массового расхода жидкости и объемного расхода газа, приведенного к нормальным условиям, выходящих из моделируемого сепаратора.

Был выполнен сравнительный анализ известного и заявляемого способов определения уноса капельной жидкости. Безусловным приоритетом исследований являлось строгое соответствие методологии измерения и требованиям инструкций по эксплуатации каждого измерительного устройства. Во время измерений оперативно осуществлялся контроль параметров работы технологического оборудования и при необходимости выполнялась корректировка режима работы измерителей, т.к. отсутствие отклонения термобарических условий от рабочих параметров в исследуемом аппарате имеет определяющее значение для достижения максимальной точности измерения уноса. Определение уноса капельной жидкости выполнялось одновременно по известному способу и по заявляемому изобретению на технологических нитках УКПГ-22 ООО «Газпром добыча Уренгой», оборудованных немодернизированными низкотемпературными сепараторами (С-3).

Были проведены измерения с использованием измерителя уноса жидкости ГПР 420, состоящего из устройства перемещения зонда отбора пробы, теплообменника, фильтра, емкости мерной, капельницы и счетчика газа. Подключение устройства ГПР-420 осуществлялась к трубопроводу газа после низкотемпературного сепаратора С-3 с соблюдением условия изокинетичности. В период испытаний параметры работы низкотемпературного сепаратора фиксировались стационарными датчиками и составляли: давление 5,4 МПа - 5,5 МПа; температура минус 28,4°С - минус 30,1°С, расход газа 170 тыс.м³/час - 181 тыс.м³/час. Газ, отобранный из трубопровода газа попадал в устройство ГПР-420, в сепарационном элементе которого происходило отделение от потока капельной жидкости и ее стекание в мерную емкость для последующего определения величины уноса капельной жидкости.

Параллельно с описанными измерениями осуществлялось определение уноса капельной жидкости согласно заявляемому изобретению с использованием хроматографического метода и отбором пробы газа на выходе технологической нитки с помощью пробоотборного устройства ПГО-100. Отбор пробы осуществлялся в точке, где после нагревания газа в теплообменном оборудовании до температуры 15°С происходит испарение жидкости и ее переход в газовую фазу. Отобранная проба газа подвергалась хроматографическому анализу для определения компонентно-фракционного состава, после чего в среде математического моделирования с использованием уравнения состояния (например, Пенга-Робинсона, Cubic-Plus Association, Пателя Тея и т.п.) и исходных данных в виде указанного компонентно-фракционного состава и параметров, соответствующих фактическим в низкотемпературных сепараторах на момент отбора пробы, осуществлялся расчет величины уноса капельной жидкости как отношения массового расхода жидкости и объемного расхода газа, приведенного к нормальным условиям, выходящих из моделируемого сепаратора.

Результаты параллельно проведенных измерений при одинаковых условиях представлены в таблице 1 и графически отражены на фиг. 1. Полученные результаты подтверждают высокую погрешность устройства ГПР-420, что свидетельствует об эффективности заявленного способа для определения уноса капельной жидкости из низкотемпературных сепараторов.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для определения величины уноса капельной жидкости на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). В способе определяют величину уноса капельной жидкости путем расчета отношения массового расхода жидкости и объемного расхода газа, приведенного к нормальным условиям, значения которых получены в среде технологического моделирования. Создается модель измерителя уноса капельной жидкости, представляющего собой сепаратор, а в качестве исходных данных используются компонентно-фракционный состав газа, определенный в результате хроматографического анализа, термобарические параметры и расход, соответствующие фактическим значениям параметров в исследуемом низкотемпературном сепараторе в момент отбора пробы. Техническим результатом является повышение точности определения уноса капельной жидкости в составе газового потока на выходе из технологического оборудования УКПГ при одновременном сокращении времени для определения уноса капельной жидкости. 1 ил., 1 табл.

Способ определения уноса жидких углеводородов из сепарационного оборудования, включающий нагрев осушенного природного газа на выходе из низкотемпературного сепаратора установки комплексной подготовки газа в одной или нескольких ступенях теплообменного оборудования и/или сжатие в компрессорной части турбодетандерного агрегата, отбор пробы газа в пробоотборное устройство, хроматографический анализ отобранной пробы, отличающийся тем, что при хроматографическом анализе отобранной пробы определяют компонентно-фракционный состава газа, после чего определяют величину уноса капельной жидкости путем расчета отношения массового расхода жидкости и объемного расхода газа, приведенного к нормальным условиям, значения которых получены в среде технологического моделирования, где создается модель измерителя уноса капельной жидкости, представляющего собой сепаратор, а в качестве исходных данных используют компонентно-фракционный состав газа, определенный в результате хроматографического анализа, термобарические параметры и расход, соответствующие фактическим значениям параметров в исследуемом низкотемпературном сепараторе в момент отбора пробы.